Implementación de Defensas Contra Incendios para un Parque ...

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Implementación de Defensas Contra Incendios para un Parque de Almacenamiento de Hidrocarburos Mediante

Análisis de Consecuencias con PHAST 6.6®

J.S Salamanca

Universidad de los Andes, Bogotá D.C, Colombia

F. Muñoz Ph.D

Asesor, Universidad de los Andes, Bogotá D.C, Colombia

RESUMEN: El presente artículo expone el desarrollo de una filosofía contra incendios tomando como caso académico de estudio un parque de almacenamiento de hidrocarburos. Se diseña esta filosofía a partir del análisis de riesgos mediante un árbol de fallas, la implementación de la norma API 581 y el uso de PHAST 6.6® para realizar el análisis de consecuencias.

ABSTRACT: This article presents the development of a firefighting philosophy, based on an oil storage facility as a study case. This philosophy is designed taking into account fault tree risk analysis,the implementation of API 581 standard and the use of PHAST 6.6® for the consequence analysis.

1. Introducción

La protección contra incendios es una consideración primordial en parques de almacenamiento de hidrocarburos debido al peligro inherente que representa el manejo y almacenamiento de sustancias inflamables. Durante la operación de este tipo de instalaciones es posible que se presenten fugas, incendios y explosiones que atenten contra la vida, la propiedad y el medio ambiente, por lo cual es de vital importancia la implementación de medidas adecuadas que minimicen su impacto.

La estrategia de protección contra incendio y explosión en las plantas químicas, refinerías y terminales de carga o descarga puede estar basada en tres etapas consecutivas: La detección y prevención de riesgos, el diseño seguro para la prevención de daños a estructuras y propagación del incendio y finalmente el control y extinción del incendio.

En la actualidad se cuenta con diversas normas que reglamentan la implementación de medidas contra incendio, sin embargo estas normas solo proponen soluciones generales y no exponen de forma práctica como debe ser su aplicación a casos específicos. Es por eso que se propone el diseño de una filosofía contra incendio adecuada para un parque de almacenamiento de hidrocarburos teniendo tres factores: (1) la identificación de eventos amenazantes mediante un análisis de riesgo –árbol de fallas–. (2) el planteamiento y evaluación de escenarios mediante análisis de consecuencias para determinar áreas de impacto –API 581, PHAST 6.6®, Matriz de Riesgo–. (3) La implementación de medidas contra incendio de acuerdo a estándares internacionales –API, NFPA, IP Codes –.

2. Descripción del Parque de Almacenamiento

El parque de almacenamiento de hidrocarburos que se plantea como caso de estudio se ubica en zona rural del municipio de Castilla la Nueva, Meta, Colombia.

2

La instalación consiste en una terminal de 25000 m2 en donde se encuentran tanques de almacenamiento con capacidad de un millón de galones, una estación de bombeo, una estación de medición y control, e instalaciones de mantenimiento. La Figura 1 muestra el diagrama general del proceso.

Figura 1. Diagrama General Parque de Almacenamiento.

2.1 Sistema de Tanques

El parque de almacenamiento al cual se refiere este trabajo está compuesto por una serie de tanques de almacenamiento de acero dispuestos de la siguiente manera:

Dos tanques atmosféricos de techo fijo (01-FTK-001/002)

Dos tanques atmosféricos de techo flotante (02-TK-001/002)

Dos tanques horizontales presurizados @ 150 psig (03-PTK-001/002)

La distribución espacial y la clasificación de los tanques de almacenamiento se realizan de acuerdo a

la norma NFPA 30. La Tabla 1muestra las especificaciones de los tanques de almacenamiento.

Tabla 1. Especificaciones de los Tanques (Kolmetz y Jaya,2011)

Tanque Contenido Capacidad (galones)

Diámetro * Altura/Largo

01-FTK-001 Gasolina Liviana

210.000 33ft*36ft

01-FTK-002 Gasolina Liviana

210.000 33ft*36ft

02-TK-001 Keroseno 200.000 33ft*36ft

02-TK-002 Keroseno 200.000 33ft*36ft

03-PTK-001 LGP 90.000 11ft*134 ft

03-PTK-002 LGP 90.000 11ft*134ft

2.1.1 Tanques Atmosféricos

La instalación cuenta con cuatro tanques de techo cónico a presión atmosférica (dos de techo fijo y dos de techo interno flotante) los cuales cumplen con la norma API 650, y son fabricados con materiales nuevos, en acero al carbón comercial ASTM A-36 debido a su bajo costo, alta disponibilidad y resistencia a la corrosión.

Los tanques cuentan con sistemas de alivio adecuados que permitan una operación normal de estos, evitando la generación de presión o vacío suficiente al interior del tanque previniendo su deformación permanente. En el caso de tanques de techo flotante, estos sistemas serán ubicados sobre la coraza lateral, evitando la sobre fatiga de la membrana interna (PEMEX, 2008).

Cada uno de los tanques está rodeado por un dique con capacidad de contener el 100% de suvolumen. En ningún caso la altura del muro de contención en el dique podrá sobrepasar los 1.8 m de altura (PEMEX, 2008).

2.1.2 Tanques de alta Presión

El parque de almacenamiento cuenta con dos tanques cilíndricos de alta presión para el almacenamiento de gas licuado de petróleo. El diseño de estos tanques cumple con la norma NFPA 58. Los tanques cuentan con válvulas de alivio, válvulas de

03-P-001 A/B

V-18

P-3

03-PTK-002

03-PTK-001

P-5

P-6

I-1P-7

I-2

I-3 I-4

P-9 P-10

V-19

V-20

V-17

02-P-001 A/B

V-10

P-14

I-6P-15

I-8

P-11

I-7 I-5

P-12 P-13

V-9

02-TK-002

02-TK-001

P-18

P-19

V-11

V-12

01-P-001 A/B

V-2

P-24

I-11P-21

I-9

P-25

I-12 I-10

P-26 P-23

V-1

P-20

P-22

V-3

V-4

01-FTK-002

01-FTK-001 P-27

P-29

01-P-002 A/B

P-30

P-33

V-5

P-34

V-7

V-6

02-P-002 A/B

P-37

P-35

V-13

P-36

V-15

V-14

03-P-002 A/B

P-42

P-41

V-21

P-43

V-22

V-23

P-44

P-45

P-46

P-47

V-8

V-16

V-24

3

exceso de flujo, medidores de temperatura, presión y nivel de líquido. Estos tanques operan a una presión de 150 psig, con una fracción de líquido de 85 % v/v. Para dar una mayor resistencia a este tipo de tanques se utilizan materiales compuestos (polímeros y metales) para su construcción (FSA-10, 2006).

2.2 Sistema de Bombas

Las bombas con las que cuenta cada tanque de acuerdo a la presión y caudales de operación tienen las siguientes especificaciones:

Tabla 2. Especificaciones de Bombas

2.3 Edificaciones Adyacentes

Las edificaciones adyacentesdel parque de almacenamiento son: las oficinas de administración y mantenimiento, los cuartos de monitoreo y control, y el depósito.

3. Evaluación de Riesgos

La evaluación de riesgos incluye la identificación de incidentes y el análisis de consecuencias. La identificación de incidentes describe como se produce un accidente e incluye a menudo un análisis de las probabilidades de ocurrencia. El análisis de consecuencias describe el daño esperado. Esto incluye la pérdida de vidas, daños al medio ambiente o estructurales, áreas de afectación o costo financiero.

Este trabajo utiliza el análisis por árbol de fallas para la identificación de incidentes que conlleven a un incendio y explosión de un tanque de almacenamiento de hidrocarburos. También incluye la implementación de la norma API 581 y PHAST 6.6

para el análisis de consecuencias y estimación de áreas afectadas.

3.1 Análisis Árbol de Fallas

El análisis de árbol de fallas es un enfoque deductivo para identificar los peligros que se centra en las causas de un evento no deseado. Es un análisis eficaz para determinar peligros asociados a causas secundarias y terciarias (API 581, 2000).

En el árbol de fallas (anexo 1) se escoge el incendio y explosión de un tanque de almacenamiento de combustible como el evento principal (T) ya que este constituye una falla crítica de alto impacto para todo el sistema. Los incidentes que conducen a este evento principal y cuya severidad es de un nivel intermedio están representados por “M” y los incidentes básicos del sistema por “X”.Esta técnica de análisis permite limitar el número de escenarios a tener en cuenta en un análisis de consecuencias que posteriormente permite establecer e implementar medidas específicas para prevenir o minimizar su ocurrencia. Para el árbol de fallas propuesto se identifican siete rutas que conducen al evento principal (Anexo 1.Tabla 2.). El coeficiente de importancia estructural (ecuación 3.1)determina cuáles son los eventos de mayor jerarquía en la ocurrencia del evento principal (Liming, 2006). Los resultados para este coeficiente se muestran en la Tabla 3.

Ecuación 3.1 Donde Iϕ(i) es el coeficiente de importancia estructural, Xi corresponde al evento básico, Cj al camino correspondiente dentro del árbol y nj al número de eventos que conforman el conjunto del camino Cj (Cheng-gang, 2010).

Tabla 3. Coeficientes de Importancia Estructural para los Eventos Básicos [14]

Iϕ(1)= Iϕ(2)= 0.002197

Iϕ(3)=Iϕ(4)= Iϕ(10)= Iϕ(11)= Iϕ(13)= Iϕ(14)= Iϕ(15)=

Tanques de Alta Presión CPKN 150-630 a 1450 rpm

Volumen de

Combustible

(gal)

90000 Caudal (gpm) 1500 P (psig) 150

Caudal (m3/h) 341 P (bar) 10

Tanques de Baja Presión y Atmosférica CPKN 200-250 1450 rpm

Volumen de

Combustible

(gal)

210000 Caudal (gpm) 3500 P (psig) 14,7

Caudal (m3/h) 795 P (bar) 1

4

0.008789

Iϕ(5)=Iϕ(6)= Iϕ(7)= Iϕ(8)= 4.88 * 10-4

Iϕ(9)= 0.003906

Iϕ(16)=Iϕ(17)=Iϕ(18)=Iϕ(19)=Iϕ(20)=Iϕ(21)= 0.023

Iϕ(22)=Iϕ(23)= 0.0078125

Iϕ(24)= 0.015625

Iϕ(25)=1

De acuerdo a estos resultados se infiere que los eventos asociados a la pérdida de contención de combustible son los de mayor incidencia en la generación de un incendio de tanque, por lo que estos son la base para definir los escenarios críticos y realistas que son evaluados en el análisis de consecuencias.

3.2 Selección de Escenarios

Con el fin de llevar a cabo un análisis de consecuencias conservador es necesario el planteamiento de escenarios realistas y críticos que aseguren el sobre dimensionamiento de los sistemas de prevención y mitigación.La Tabla 4 enumera una serie de incidentes realistas y críticos propuestos por (Crowl y Louvar, 2002).

Tabla 4. Casos Realistas y Críticos para el Análisis de Consecuencias (Crowl y Louvar, 2002).

Incidente Directriz

Escenarios Realistas

Tubería de Proceso

Para diámetros menores a 2 in, se asume ruptura total.

Para diámetros en un rango de 2-4 in, se asume ruptura

de un diámetro de 2 in.

Para diámetros mayores a 4 in, se asume ruptura del 20% del área transversal.

Mangueras Ruptura de paso total

Dispositivos de alivio de presión hacia la

atmósfera

Todo el material se asume se disipa en el aire

Equipos

En caso de fugas de equipos se debe considerar ruptura en la

tubería de mayor diámetro asociada al equipo y establecer

la relación correspondiente.

Otros

Para otro tipo de incidentes es válido evaluar la experiencia de

la planta puede ser tenida en cuenta para evaluar

consecuencias en incidentes de la misma naturaleza.

Escenarios Críticos (Caso del Peor Escenario)

Cantidad

Se supone la liberación del total de la sustancia manejada por

un equipo en cualquier momento.

Velocidad del Viento/ Estabilidad

Se supone estabilidad de Pasqualli F con velocidad del

viento igual a 1,5 m/s, a menos que datos meteorológicos

indiquen lo contrario.

Temperatura Ambiental/Humedad

Se toma la temperatura de día más alta y la humedad relativa

promedio.

Altura de Liberación Se supone a nivel de piso.

Topografía Asumir topografía urbana o

rural según corresponda.

Temperatura de la sustancia liberada

Se considera la temperatura de operación de la línea de

proceso o del equipo.

De acuerdo a esto se plantearon los siguientes escenarios para cada uno de los tanques de almacenamiento:

Tabla 5. Escenarios Evaluados API 581

Caso Realista

Unidad Altura de Fuga

(ft) Tamaño de

Fuga (in)

01-FTK-001/002

16

¼

1

4

8

32

¼

1

4

8

02-TK-001/002 16

¼

1

4

5

8

32

¼

1

4

8

03-PTK-001/002 10

¼

1

4

8

Caso Crítico

Unidad Altura de Fuga

(ft) Tamaño de

Fuga (in)

01-FTK-001/002 1

¼

1

4

8

02-TK-001/002 1

¼

1

4

8

03-PTK-001/002 3

¼

1

4

8

Las condiciones ambientales que se tienen en cuenta para la evaluación de escenarios realistas y críticos se presentan en la Tabla 6.

Tabla 6. Condiciones Meteorológicas Castilla la Nueva (IDEAM, 2012).

Ítem Valor

Elevación 350 msnm

Presión Barométrica 14.25 psia

Temperatura Ambiente Máxima: 33.16 °C Mínima: 18.5 °C

Precipitación Anual 2188 mm/año

Humedad Relativa 81.6 % (promedio)

Viento Vientos Alisios Sureste

5m/s

Una vez definidos los escenarios que se evalúan, se procede a realizar el análisis de consecuencias.

3.3 Análisis de Consecuencias

El análisis de consecuencias propuesto para este caso de estudio integra los lineamientos contenidos en la norma API 581 con PHAST 6.6® como herramienta computacional para simular diferentes escenarios que representen riesgo y evaluar los efectos (áreas afectadas, niveles de radiación térmica) de posibles incendios en la instalación.

La norma API 581 considera dos niveles en el análisis de consecuencias. En el primer nivel, el cual es utilizado en este estudio, el análisis se desarrolla de forma simplificada para un número limitado de fluidos. En el segundo, la metodologíaes más rigurosa y puede ser utilizada para una gama más amplia de fluidos (API 581, 2008). La Tabla 7 enumera los pasos que se siguen para el desarrollo del análisis de consecuencias.

Tabla 7. Análisis de Consecuencias de Acuerdo a API 581 (2008).

Paso Descripción

1 Caracterización de productos en el parque de almacenamiento.

2 Seleccionar el tamaño de fuga.

3 Calcular la tasa teórica de liberación de producto.

4 Estimar la cantidad total de producto que puede ser liberado.

5 Determinar la clase de liberación que se da (continua o instantánea).

6 Estimar el impacto de elementos de detección y aislamiento.

7 Determinar la tasa de liberación y masa liberada.

8 Calcular las consecuencias de incendio/explosión.

9 Calcular las consecuencias tóxicas.

10 Calcular las consecuencias no tóxicas, no incendio/explosión.

11 Determinar la probabilidad ponderada de daño, heridas al personal y áreas afectadas.

12 Calcular las consecuencias financieras

Los pasos del 9 al 12 del análisis de consecuencias no están dentro del alcance de este estudio.

6

3.3.1 Caracterización de productos en el parque de almacenamiento.

En la mayoría de las refinerías y plantas químicas son muy pocas las corrientes que consideran materiales puros. Debido a esto es necesario relacionar los combustibles almacenados en la instalación con una lista de fluidos representativos disponible en la norma API 581

Las características de la dispersión de un fluido y la probabilidad de consecuencias (eventos) dependerán directamente de la fase en que el fluido se encuentre después de entrar en contacto con el ambiente. Dicho esto, las propiedades que serán relevantes para líquidos almacenados son: el punto de ebullición normal, la temperatura de auto ignición y la densidad.

Tabla 8. Características de los Combustibles

Combustible Fluido API 581

NBP (°F)

Densidad (lb/ft3)

AIT(°F)

LGP C3-C4 -6,3 33,61 696

Gasolina C6-C8 210 42,702 433

Keroseno C9-C12 364 45,823 406

3.3.2 Selección del tamaño de fuga.

El conjunto de tamaños de fuga que se considera en la API 581 (2008) se muestra en la Tabla 9.

Tabla 9. Tamaños de Fuga API 581 (2008).

Tamaño Fuga Rango Valor

Representativo

Pequeño 0- 1/4” 1/4 “

Mediano 1/4 “ – 2 “ 1 “

Grande 2 “ – 6 “ 4 “

Ruptura >6 “ Diámetro

completo hasta 16 “

Los tamaños de fuga escogidos previamente en la selección de escenarios están en concordancia con la API 581.

3.3.3 Cálculo de la tasa teórica de liberación de producto.

Las tasas de liberación dependen de las propiedades físicas del material, la fase inicial, las condiciones de operación y los tamaños de fuga asignados. Una ecuación que represente adecuadamente la liberación debe ser escogida, teniendo en cuenta la fase del material cuando este se encuentre dentro del equipo y su régimen de descarga (sónico o subsónico), cuando el material es liberado. La descarga de líquidos a través de un orificio definido (fuga de keroseno y gasolina de tanques atmosféricos), se discute en el trabajo de Crowl y Louvar (2002) y puede ser calculada usando la ecuación 3.2:

Ecuación 3.2

Donde Qm: flujo másico (lb/s);Ρ: densidad del fluido (lb/ft3); C0: Coeficiente de descarga (se asume un valor conservativo igual a 0.61); A: área de la fuga (ft2); gc: constante gravitacional (ft*lb/lbf*s2); Pg: presión manométrica (psi) ;hL

0: altura inicial de líquido sobre la fuga (ft) ; g: gravedad (ft/s2).

Para el caso en el cual la fuga de líquido se da de un contenedor presurizado (Fuga en el fondo de tanques de propano) Crowl y Louvar (2002) proponen la ecuación 3.3, donde se elimina la dependencia de la altura de líquido:

Ecuación 3.3

En el caso de vapor fluyendo a través de un orificio en el contendor es necesario determinar el régimen del fluido (sónico o subsónico) mediante el uso de la relación de presión Pchoked/P0 como la definen Crowl y Louvar (2002):

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Ecuación 3.4

Donde Pchoked: presión ahogada (psi); P0: presión de operación (psi); ϒ: relación capacidad calorífica.

En el caso de una liberación a condiciones atmosféricas (fuga de gas licuado de petróleo en la parte alta del tanque) para el cual Pchoked=14.7 psia, si la presión al interior del equipo es mayor, el flujo se maximizará a través de la fuga y su régimen será sónico. La ecuación 3.5(Crowl y Louvar, 2002) define el flujo de gas a través de un orificio para este régimen:

Ecuación 3.5

Donde M: peso molecular (lb/lbmol); R: constante universal de los gases (Btu/lbmol 0R); T0: temperatura de operación(0R).

3.3.4 Estimación de la cantidad total de producto que puede ser liberado.

La cantidad de material disponible para ser liberado en cada uno de los tanques corresponderá al 100 % de su capacidad de almacenamiento.

3.3.5 Determinar la clase de liberación que se da (continua o instantánea).

En la norma API 581 (2008) la liberación de material es modelada como una de las siguientes formas:

Instantánea: que se produce tan rápidamente que el material se dispersa en una única gran nube o piscina.

Continua: que se produce durante un período de tiempo más largo, lo cual permite que el fluido se disperse en forma de una elipse alargada.

El proceso para determinar el tipo apropiado de liberación requiere establecer el tiempo necesario

para liberar 10.000 libras de fluido, tn(s), a través de cada uno de los tamaños de fuga escogidos. Este valor ha sido definido como el punto de transición entre los tipos de liberación continua e instantánea (API 581, 2008).

Ecuación 3.6

3.3.6 Estimar el impacto de elementos de detección y aislamiento

Las plantas petroquímicas suelen tener una variedad de sistemas de detección, aislamiento y mitigación que se han diseñado para reducir los efectos de una liberación de materiales peligrosos. La norma API 581 propone una metodología para evaluar el impacto que dichos sistemas tienen en la duración y magnitud de una fuga; en esta se asigna una clasificación cualitativa (A, B, C) dependiendo de los sistemas presentes en la unidad a ser evaluada. Información adicional sobre esta clasificación se encuentra en el Anexo 3 (API 581,2008).

3.3.7 Determinar la tasa de liberación y masa liberada.

Para una liberación continua la tasa efectiva de descarga teniendo en cuenta la presencia de dispositivos de detección y aislamiento será (API 581, 2008):

Ecuación 3.7

Donde Qefec (lb/s): flujo de masa efectivo; factdi: factor de ajuste basado en unidades de detección y aislamiento (ver Anexo 3).

Para una liberación instantánea la masa efectivadisponible para ser liberada, tomando como límite superior la cantidad de masa disponible, es (API 581, 2008):

Ecuación 3.8

8

Donde mefec(lb): es la cantidad de masa efectiva disponible para ser liberada; ldn es la duración de fuga correspondiente a cada tamaño escogido (s); mdisp es la masa disponible para liberación de acuerdo a inventario (lb).

La duración de la fuga no puede superar la duración máxima, ldmax, (s) la cual depende de sistemas de detección y aislamiento (anexo 3). De esta forma la duración de la fuga es (API 581, 2008):

Ecuación 3.9

Para fugas con diámetro superior a 6 pulgadas la duración de la fuga dependerá únicamente a la masa disponible y al flujo másico.

3.3.8 Cálculo de las consecuencias de incendio/explosión.

En el nivel 1 del análisis se consideran las ecuaciones 3.10 y 3.11 para determinar las áreas de consecuencia producto de incendios o explosiones. Para liberaciones continuas el área es (API 581,2008):

Ecuación 3.10

Donde CAnCONT: área afectada (ft2).

Para liberaciones instantáneas el área es (Api 581, 2008):

Ecuación 3.11

Donde CAnINST: área afectada (ft2). En ambos casos los

coeficientes a y b dependen de la sustancia liberada y el régimen de la liberación (anexo 2)

En el análisis de consecuencias al determinar si la liberación de material es continúa (caso realista) ó instantánea (caso del peor escenario) se seguirán los árboles de eventos ilustrados en la Figura 2 y la Figura 3.Las áreas de consecuencias de cada evento individual fueron combinadas en una ecuación

empírica de probabilidad ponderada que representa el área como consecuencia global del árbol de eventos (anexo 4) (API 581,2008).

Figura 2. Árbol de Eventos Liberación Continua (API 581, 2008)

Figura 3. Árbol de Eventos Liberación Instantánea (API 581, 2008)

4.2 Análisis de consecuencias PHAST 6.6®

El análisis de consecuencias realizado siguiendo la norma API 581 es complementado utilizando PHAST 6.6 como herramienta computacional. Para esto se escoge el modelo de recipiente/tubería y se consideran las mismas variables que en la norma (dimensión de equipos, tipo de combustible, tamaño y altura de la fuga). PHAST 6.6® presenta una ventaja respecto a la norma API 581 al considerar los factores meteorológicos en el análisis de consecuencias. LaFigura 4 ilustra la ruta de modelamiento de

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consecuencias en PHAST 6.6®. Para efectos de este estudio no se tienen en cuenta resultados referentes a toxicidad o explosión.

Figura 4. Ruta de Modelamiento “Phast Consequences” (DNV Software, 2009).

3.4 Matriz de Riesgo

Como herramienta de control y gestión para identificar procesos que impliquen riesgo en el parque de almacenamiento; así como el tipo y nivel de riesgo que estos representan se utiliza una matriz, para efectos de este caso de estudio se utilizó la matriz de riesgo establecida en la norma BS EN 1473:2007 (Anexo 8) la cual tiene como entrada la clase de consecuencia para la evaluación del riesgo (representada en número de fatalidades, cantidad de personas lesionadas o cantidad de hidrocarburo liberado) y los rangos de frecuencia con que se presentan este tipo de riesgos (BS 1473:2007,2007). La Figura 5ilustra cómo es la distribución de los eventos dentro de la matriz de riesgo.

Figura 5. Distribución de Eventos Considerados en la Matriz de Riesgo (OGP,2010).

De acuerdo a sus frecuencias y clase de consecuenciaen los escenarios planteados se tendrán:

28 Eventos con nivel de riesgo 1

4 Eventos con nivel de riesgo 2

Ningún evento con nivel de riesgo 3.

4. Filosofía Contra Incendio

Una vez evaluados los escenarios y determinadas sus consecuencias la filosofía contra incendios está definida en tres etapas: I. Detección y alarma en caso de una fuga de

producto peligroso o producción de una situación de incendio.

II. Prevención delprogreso de la situación de incendio y de cualquier daño a las estructuras y/o personal en la instalación.

III. Consecución del control y la extinción final del incendio.

Esta última etapa se considera la de mayor importancia en la filosofía contra incendios. El control del incendio depende de dos factores: en primer lugar las acciones tomadas por los operadores de la instalación y el equipo requerido para la intervención en los diez primeros minutos; y en segundo lugar la disponibilidad de dispositivos para el enfriamiento de estructuras (hidrantes, monitores, rociadores de agua) y el confinamiento del fuego alrededor del área de incendio. 4.1 Detección y alarma en caso de una fuga de producto peligroso o producción de una situación de incendio. Para el riesgo latente en esta instalación es suficiente con una alarma de acción manual en cada uno de los puntos donde puede presentarse una fuga de acuerdo a la norma NFPA 72. Además una vez activada deben pararse las bombas de alimentación a unidades de proceso. 4.2 Prevención de cualquier daño a las estructuras y progreso de la situación de incendio.

10

4.2.1 Indumentaria Personal

En obligatorio el uso de dotación y elementos de protección para todo el personal dentro del parque de almacenamiento tales como camisas manga larga, overoles, guantes, botas de seguridad y casco; con el fin de prevenir daños o lesiones al personal a causa de los niveles de radiación.

4.2.2 Capacitación Personal:

Todo el personal que ingrese y/o trabaje en el área debe tener conocimiento de las vías de evacuación, de la ubicación de equipos de extinción y su correcto uso.

Los trabajadores deben estar capacitados en prevención y acción contra incendios y se debe contar con una brigada contra incendios.

El plan de capacitación debe contemplar y abarcar los siguientes aspectos:

Uso adecuado de equipos, dispositivos y unidades eléctricas.

La importancia sobre la seguridad química y eléctrica.

Adecuado almacenamiento de materiales combustibles, inflamables y tóxicos.

Manejo adecuado y seguro de gases comprimidos y líquidos inflamables.

Uso y manejo de extintores y equipos contra incendio.

4.2.3 Sistemas de Protección con Agua

Se utilizan sistemas de aspersión de agua fijos para la protección de equipos en caso de incendios, con el fin de enfriar y recubrir los equipos en caso de incendio. El sistema está equipado con boquillas de aspersión de agua, diseñado para proporcionar un flujo específico de agua y la distribución sobre la superficie o área que desea protegerse. De acuerdo a la norma NFPA 15 se exige una tasa de aplicación de 0.25 gpm/ft2 para la protección de equipos y estructuras expuestas a un incendio.

En primer lugar se divide el parque de almacenamiento en tres zonas diferentes con el ánimo de determinar cuan de ella comprometerá el mayor consumo de agua. A continuación para cada uno de los tanques a presión atmosférica (01-FTK-001/002 y 02-TK-001/002) se consideró el área lateral de los tanques de acuerdo a la ecuación 4.1:

Ecuación 4.1

Donde d: diámetro del tanque (ft); h: altura del tanque (ft).

En el tanque de los tanques presurizados (003-PTK-001/002) se consideró el área superficial total de los tanques para ser protegida de acuerdo a la ecuación 4.2:

Ecuación 4.2

Donde d: diámetro del tanque (ft); l: longitud del tanque (ft)

Definidas estas áreas, la ecuación 4.3 define el caudal requerido como:

Ecuación 4.3

Para el cálculo del volumen total deberá multiplicarse este caudal por un tiempo de 55 minutos que es el tiempo de aplicación mínimo indicado.

4.3 Sistemas de Extinción de Incendio 4.3.1 Gabinetes contra Incendio

Se cuenta con un equipo completo de protección y lucha contra incendios, que está conectado a la red de abastecimiento de agua. Este cumple con las especificaciones de la norma NFPA 14 e incluye:

Manguera para gabinete contra incendio, chaqueta sencilla, de 1 ½”x 100 pies, con acoples en broce importada

11

Válvula tipo globo de 1 ½”en bronce rosca nptx nh

Válvula tipo globo de 2 ½”en bronce rosca nptx nh con tapa y cadena

Boquilla chorro niebla en policarbonato de 1 ½”.

Extintor tipo b, con capacidad de 10 lb y nitrógeno presurizado, color distintivo rojo.

Hacha pico de 4,5 lb cabo de madera lacado.

Llave spanner doble servicio cromada.

Soporte tipo canastilla para manguera, pintura electrostática roja.

4.3.2 Extintores Portátiles

De acuerdo a la norma NFPA 10 Anexo C, se deben considerar dos tipos de extintores para el parque de almacenamiento.

Extintores FFFP o AFFF son la mejor selección para extinguir y controlar situaciones de líquidos inflamables horizontales al suprimir los vapores combustibles. En estos el agente extintor es una solución de surfactante formador de película en agua que forma espuma mecánica al descargarse a través de una boquilla aspirante. Para incendios clase B el agente actúa como barrera para excluir el aire u oxígeno de la superficie de combustible. Los extintores de este tipo estarán dispuestos en modelos sobre ruedas con capacidad para 33 galones (NFPA 10, 2007).

La selección de extintores clase B a usar en incendios de líquidos inflamables y gases presurizados requieren especial atención. Los incendios de esta naturaleza se consideran riesgos especiales y se deberían usar únicamente extintores de químico seco. Otro tipo de extintores clasificados como clase B son relativamente inefectivos en estos riesgos. Se ha determinado que se requieren diseño de boquillas para químico seco y tasas de aplicación especiales para manejar estos riesgos. Los extintores de este tipo estarán dispuestos en modelos sobre ruedas con capacidad para 125 libras (NFPA 10, 2007).

4.3.3 Sistemas de Extinción con Espuma

Para determinar el cálculo de consumos de agua y espuma se tienen en cuenta las áreas a proteger. Para cada uno de los tanques a presión atmosférica

(01-FTK-001/002 y 02-TK-001/002) se considera el área a extinguir en la superficie del líquido:

Ecuación 4.4

Donde A: área a proteger (ft2); d: diámetro de cada tanque (ft).

Por otro lado también consideran las áreas de los diques que deben ser protegidas, teniendo en cuenta que para cada uno de los tanques opera un dique de 10.000 ft2.

Definidas estas áreas de acuerdo a la norma NFPA 13 y al material almacenado se utiliza una solución espuma-agua al 3% y una tasa de aplicación equivalente a 0.1 gpm/ft2. La ecuación 4.3define el caudal requerido

Teniendo en cuenta que se aplica una solución agua-espuma, los caudales de agua y espuma son determinados por las ecuaciones 4.5 y 4.6 respectivamente.

Ecuación 4.5

Ecuación 4.6

A su vez para el cálculo del volumen total se multiplica este caudal por un tiempo equivalente a 55 minutos que es el tiempo de aplicación indicado para incendios de esta naturaleza. Debido a las dimensiones de los tanques y a los cálculos de caudal requerido se decide utilizar monitores de espuma en lugar de cámaras, decisión soportada con la norma NFPA 11 para tanques con diámetro menor a 60 ft.

5 Análisis de Resultados

12

Teniendo en cuenta los coeficientes de importancia estructural del árbol de fallas planteado para realizar el análisis de riesgos, la pérdida de contención constituye el principal incidente en la generación de incendios en un tanque de almacenamiento de hidrocarburos. Otro de los factores incidentes es la falta de atención y mantenimiento de los equipos.

De acuerdo a lo planteado en la matriz de riesgo la mayoría de escenarios planteados en este caso de estudio (90%) representan un nivel de riesgo ordinario o leve. Por otro lado el diseño de las medidas contra incendio propuestas se hizo con base en los resultados obtenidos para escenarios críticos (10%), de tal forma que estas quedaran sobredimensionadas, ya que estos abarcan mayores áreas de afectación y niveles de radiación térmica; con lo cual se asegura la confiabilidad del sistema en la mitigación y extinción de incendios.

La norma API 581 presenta varias limitaciones en el análisis de consecuencias de primer nivel utilizado en este estudio. Por una parte no presenta ecuaciones para la evaluación de liberación de material inflamable en fase vapor-líquido, como en el caso del gas licuado de petróleo, por lo cual la misma norma recomiendo asumir la fase de liberación como líquida implicando una disminución en la sensibilidad de la técnica de análisis. De otro lado a diferencia del análisis de consecuencias realizado por PHAST 6.6 la norma no considera en ningún momento las condiciones meteorológicas que afectan los modelos de dispersión.

Al comparar los resultados obtenidos para caudales de descarga de acuerdo a la norma API 581 y PHAST 6.6 se encuentra que ambos están en el mismo orden de magnitud presentando variaciones no mayores al 15 % entre sí. Los valores de estos caudales de descarga son más conservativos para la norma API 581 cuando los diámetros de fuga no superan las 6 pulgadas, mientras que los caudales de descarga son mayores para PHAST 6.6 cuando el escenario planteado constituye una ruptura total en la tubería del equipo, es decir diámetros superiores a 6 pulgadas.

Tabla 10. Comparación Caudal Descarga Gasolina API vs. PHAST®

Altura de

Fuga (ft)

# Perforación

Qm (lb/s)

Qm Phast (lb/s)

% Diferencia

1,00

1 0,40 0,40 0,93

2 6,43 6,31 1,79

3 102,84 93,24 10,30

4 231,38 270,38 -14,42

16,00

1 0,29 0,29 0,98

2 4,67 4,58 2,15

3 74,79 65,30 14,54

4 168,27 163,20 3,11

30,00

1 0,12 0,12 1,57

2 1,92 1,85 3,77

3 30,72 27,87 10,21

4 69,12 64,39 7,33

Tabla 11. Comparación Caudal Descarga Keroseno API vs. PHAST

Altura de

Fuga (ft) #

Perforación Qm

(lb/s) Qm Phast

(lg/s) %

Diferencia

1,00

1 0,42 0,42 0,05

2 6,76 6,71 0,77

3 108,19 98,54 9,79

4 243,42 278,52 -12,60

16,00

1 0,30 0,30 0,86

2 4,83 4,75 1,60

3 77,25 67,06 15,21

4 173,82 166,47 4,41

30,00

1 0,10 0,09 13,08

2 1,55 1,32 17,30

3 24,77 11,18 121,67

4 55,74 39,84 39,90

13

Al comparar los resultados obtenidos para áreas de afectación, el análisis de consecuencias realizado enPHAST 6.6® resulta ser más conservativo que el realizado con la norma API 581. Si se observan las áreas de afectación (área incendios de charco, longitud llama incendio de chorro), estas resultan ser considerablemente más grandes. Sobre estos últimos escenarios que se diseñaron las medidas contra incendio

Tabla 12. Comparación Área Charco Gasolina API vs. PHAST®

Tabla 13. Comparación Área Charco Keroseno API vs. PHAST®

En cuanto a los incendios de charco (01-FTK-001/002, 02-TK-001/002) la principal afectación se produce sobre los mismos tanques ya que las otras instalaciones, estación de bombeo, estación de medición y control, e instalaciones de mantenimiento; al encontrarse al interior de edificios están protegidas por los propios muros y paredes y los efectos de la radiación térmica serán apantallados. Dado que tanto los diques como los tanques se encuentran protegidos por medios fijos de extinción (monitores de espuma y red de aspersores), es probable que los efectos en ese nivel de radiación

térmica no ocasionen daño alguno evitando el inicio de un efecto dominó en la instalación.

Al revisar los resultados obtenidos en PHAST 6.6®

para incendios de chorro (003-PTK-001/002) se observa que para escenarios de ruptura total en tuberías (8 pulgadas de diámetro) estos no corresponden con situaciones realistas, ya que para fugas de este tipo la probabilidad de incendio de chorro es muy baja y se da lugar a otro tipo de eventos como BLEVE o VCE. Es por eso que se descartan los resultados para fugas de estas dimensiones, dando prioridad a escenarios con fugas de 1 y 4 pulgadas de diámetro para el diseño de medidas contra incendio.

6 Conclusiones

La metodología propuesta en el caso de estudio para el diseño de la filosofía contra incendios en un parque de almacenamiento de hidrocarburos incluye:

Análisis cualitativo de riesgos, árbol de fallas, para identificar los eventos iniciantes y amenazantes que podrían dar lugar al incendio.

Análisis de consecuencias, norma API 581 y simulación en PHAST 6.6®, que permiten determinar las áreas de afectación, niveles de radiación e impacto de los incendios dados diferentes escenarios planteados.

Implementación de medidas para la mitigación y extinción del incendio dadas las normas NFPA pertinentes.

Altura de Fuga (ft)

# Perforación

Área (ft

2)

Área Phast (ft

2)

Diferencia (%)

1 1 247,07 490,37 -49,62

2 3441,44 7918,22 -56,54

3 10000 9988,07 0,12

4 10000 9988,07 0,12

16 1 179,42 290,01 -38,13

2 2499,13 5156,59 -51,54

3 10000 9988,07 0,12

4 10000 9988,07 0,12

30 1 60,90 78,05 -21,97

2 848,32 1351,45 -37,23

3 10000 9988,07 0,12

4 10000 9988,07 0,12

Altura de Fuga (ft)

# Perforación

Área (ft

2)

Área Phast (ft

2)

Diferencia (%)

1 1 220,73 315,28 -29,99 2 3074,53 5552,05 -44,62 3 10000 9988,07 0,12 4 10000 9988,07 0,12

16 1 163,11 118,76 37,34 2 2271,89 2899,80 -21,65 3 10000 9988,07 0,12 4 10000 9988,07 0,12

30 1 70,04 31,46 122,65 2 975,61 908,19 7,42 3 10000 9988,07 0,12 4 10000 9988,07 0,12

14

Dado el análisis de cualitativo de riesgos, la pérdida de contención de material en tanques de almacenamiento de hidrocarburos constituye el evento de mayor incidencia en la iniciación de incendios; a su vez el tipo de material que es liberado y sus propiedades determinará el tipo de dispersión. El mayor diámetro de ruptura a nivel de piso para la fugaes el elemento de mayor importancia en el momento de definir los escenarios que serán evaluados en el análisis de consecuencias; los resultados API 581 y PHAST 6.6®arrojan las mayores áreas de afectación para esta situación, haciendo el análisis de consecuencias más conservativo.Los factores meteorológicos evaluados en PHAST 6.6® muestran que para condiciones desfavorables (baja velocidad del viento y estabilidad Pasqualli “F”) Las áreas de afectación serán mayores.

La metodología planteada se implementó con éxito en el caso de estudio propuesto. Ésta constituye una buena aproximación para el diseño y ejecución de una filosofía contra incendios en un parque de almacenamiento de hidrocarburos, estableciendo los eventos amenazantes que dan origen al incendio y definiendo las medidas que deben ser tomadas para la mitigación del mismo de acuerdo al cálculo de áreas de afectación en un análisis de consecuencias. La filosofía propuesta incluye tres factores:

I. Sistemas de detección y alarma. II. Sistemas de prevención de daños a

estructuras y personal. III. Sistemas de Extinción de incendios.

7 Referencias

API Publication 581. American Petroleum Institute. Risk-Based Inspection Base Resource Document, 2008. API Publication 581. American Petroleum Institute. Risk-Based Inspection Base Resource Document, 2000. API Publication 650. American Petroleum Institute. Welded Tanks for Oil Storage, 2010. BRITISH STANDARDS INSTITUTION. BS EN 1473:2007. Installation and equipment for liquefied natural gas- Design of onshore installations, 2007.

Cheng-gang, W. Design and Implementation of Safety Expert Information Management System of Coal Mine Based on Fault Tree. QingDao Technological University Computer Engineering Institute Qingdao,China, 2010. Crowl, D. Louvar, F. Chemical Process Safety. EEUU: Prentice Hall, Inc, 2002.

DNV Software. “Módulo 1 – Introducción a PHAST”. PHAST 6.6®, 2009. Fabbrocino, G., Iervoline, I., Orlando, F., Salzano, E. Quantitive risk analysis of oil storage facilities in seismic áreas. Journal of Hazardous Materials, A123, 61-69. 2005. FSA-10.National Propane Gas Association. Fire Safety Analysis Manual for LP-Gas Storage Facilities. 2006. GE Global Assest Protection Services. (Ed.). Oil and chemical plant layout and spacing. Hardfort, Conneticut, USA. 2001. IDEAM. Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales de Colombia. [En Línea] Disponible en: www.ideam.gov.co. [Consultado en: Mayo de 2012]. INTERNATIONAL ASSOCIATION OF OIL AND GAS PRODUCERS (OGP).Risk Assessment Data Directory Report 434-3, 2010. Kolmetz, Karl, JAYA Aprila.Storage tank selection and sizing.KLM Technology Group, 2011. [En Línea] Disponible en:http://kolmetz.com/pdf/EDG/ENGINEERING_DESIGN_GUIDELINE_storage_tank_rev_2.pdf. [Citado en 26 deMarzo de 2012]. Kuan, S.Y. Design, Construction and Operation of the Floating Roof Tank.University of Southern Queensland, Australia, 2009. Liming, W.Fault Tree Analysis for Oil Tank Fire and Explosion. Department of Fire Fighting command academy.Langfang, Hebei Province, China, 2006.

http://kolmetz.com/pdf/EDG/ENGINEERING_DESIGN_GUIDELINE_storage_tank_rev_2.pdf

http://kolmetz.com/pdf/EDG/ENGINEERING_DESIGN_GUIDELINE_storage_tank_rev_2.pdf

15

ModuSpec. (Ed.). Tank 632: Quantitive risk assessment.Melbourne, Australia, 2006. NATIONAL FIRE PROTECTION ASSOCIATION. NFPA 10. Norma para Extintores Portátiles Contra Incendios,2007. NATIONAL FIRE PROTECTION ASSOCIATION. NFPA 11. Norma Espumas de Baja, Media y Alta Expansión, 2005. NATIONAL FIRE PROTECTION ASSOCIATION. NFPA 13. Norma para la Instalación de Sistemas de Rociadores, 1996. NATIONAL FIRE PROTECTION ASSOCIATION. NFPA 14. Norma para la Instalación de Sistemas de Tubería Vertical y de Mangueras, 2007. NATIONAL FIRE PROTECTION ASSOCIATION. NFPA 15. Norma para Sistemas Fijos Aspersores de Agua para Protección Contra Incendios, 1996. NATIONAL FIRE PROTECTION ASSOCIATION. NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code. 2000. PEMEX, Petróleos mexicanos. NRF-015-PEMEX-2008. Protección de Áreas y Tanques de Almacenamiento de Productos de Inflamables y Combustibles, México, 2008.

1

ANEXOS

2

Índice

Lista de Anexos

Anexo 1. Árbol de Fallas para Incendio y Explosión en un Tanque de Almacenamiento de Hidrocarburos

Anexo 2. Propiedades de los Fluidos Norma API 581

Anexo 3. Tablas de Elementos de detección y aislamiento

Anexo 4. Arboles de eventos

Anexo 5. Cálculos Análisis de Consecuencias de acuerdo a Norma API 581

Anexo 6. Gráficas de la simulación del análisis de consecuencias en Phast 6.6

Anexo 7. Gráficas Layout del Parque de almacenamiento y áreas de consecuencias en AutoCad

Anexo 8. Matriz de Riesgos

Anexo 9. Cálculos de Requerimientos de Agua y Espuma

Índice de Tablas

Tabla 1. Lista de Eventos en el Árbol de Fallas [14] ................................................................................................................ 5

Tabla 2. Conjunto Mínimo de Caminos que Conducen al Evento Principal [14] .................................................................... 6

Tabla 3. Lista de fluidos representativos disponible para el Nivel 1 del Análisis de Consecuencias ...................................... 7

Tabla 4. Propiedades de los Fluidos Representativos Usados en el Nivel 1 del Análisis de Consecuencias API 581 ............. 8

Tabla 5. Constantes para la ecuación del cálculo de consecuencias de daños por componentes inflamables. .................... 9

Tabla 6. Ajustes a las liberaciones Basadas en Sistemas de Detección y Aislamiento. ........................................................ 10

Tabla 7. Duraciones de fuga basadas en sistemas de detección y aislamiento. ................................................................... 10

Tabla 8. Rango de Frecuencias [5] ........................................................................................................................................ 44

Tabla 9. Clases de Consecuencias [5] .................................................................................................................................... 44

Tabla 10. Consumo Caso Crítico 1. Incendio en Tanque de Almacenamiento de Gasolina 01-FTK-001 ............................. 45

Tabla 11. Consumo Caso Crítico 2. Incendio en Tanque de Almacenamiento de Gasolina 01-FTK-002 ............................. 45

Tabla 12. Consumo Caso Crítico 3. Incendio en Tanque de Almacenamiento de Keroseno 02-TK-001 .............................. 46

Tabla 13. Consumo Caso Crítico 4. Incendio en Tanque de Almacenamiento de Keroseno 02-TK-002 .............................. 47

Tabla 14. Consumo Caso Crítico 5. Incendio en Tanque de Almacenamiento de Gas Licuado de Petróleo 03-TK-001 ...... 48

Tabla 15. Consumo Caso Crítico 6. Incendio en Tanque de Almacenamiento de Gas Licuado de Petróleo 03-TK-002 ...... 49

3

Tabla 16. Consumos totales de Espuma y Agua por Escenario y Zonas ............................................................................... 50

Índice de Figuras

Figura 1. Árbol de Fallas Incendio y Explosión Tanque de Almacenamiento de Hidrocarburos - Parte 1 [14] ..................... 5

Figura 2. Árbol de Fallas Incendio y Explosión Tanque de Almacenamiento de Hidrocarburos - Parte 2 [14] ..................... 5

Figura 3. Árbol de consecuencias Gasolina AINL Continuo................................................................................................... 11

Figura 4. Árbol de consecuencias Gasolina AINL Instantáneo .............................................................................................. 11

Figura 5. Árbol de consecuencias Keroseno AINL Continuo ................................................................................................. 12

Figura 6. Árbol de consecuencias Keroseno AINL Instantáneo ............................................................................................. 12

Figura 7. Árbol de consecuencias LGP AINL Continuo .......................................................................................................... 13

Figura 8. Árbol de consecuencias LGP AINL Instantáneo ...................................................................................................... 13

Figura 9. Figura 9. Radiación vs. Distancia Tanque de Propano Leaks (0,25, 1, 4 y 8 in) a 3 ft ............................................. 23

Figura 10. Intensidad de Radiación Tanque de LGP Leak 4 in a 3 ft ..................................................................................... 23

Figura 11. Radiación vs. Distancia Tanque de Gasolina Leaks (0,25, 1, 4) ft ......................................................................... 24

Figura 12. Radiación vs Distancia Tanque de Gasolina Ruptura 8 in .................................................................................... 24

Figura 13. Intensidad de Radiación Tanque de Gasolina Ruptura 8 in a 1 ft ........................................................................ 25

Figura 14. Radiación vs. Distancia para Pool Fire Tanque de Gasolina (0,25, 1, 4, 8 in) a 1ft .............................................. 25

Figura 15. Intensidad de Radiación para Pool Fire en Tanque de Gasolina Ruptura 8 in a 1 ft ............................................ 26

Figura 16. Radiación vs Distancia Tanque de Keroseno Leaks 0,25, 1, 4 in a 1 ft ................................................................. 26

Figura 17. Radiación vs Distancia Tanque de Keroseno Ruptura 8 in a 1 ............................................................................. 27

Figura 18. Intensidad de Radiación Tanque de Keroseno Ruptura 8 in a 1 ft ....................................................................... 27

Figura 19. Radiación vs Distancia para Pool Fire Tanque de Keroseno Leaks 0,25, 1, 4, 8 in a 1ft ....................................... 28

Figura 20. Intensidad de Radiación para Pool Fire Tanque de Keroseno Ruptura 8 in a 1 ft ............................................... 28

Figura 21. Layout Parque de Almacenamiento de Hidrocarburos ........................................................................................ 29

Figura 22. Áreas de afectación Early Pool Fire en Tanque 01-FTK-001 de Gasolina Fuga de 8 in ........................................ 30

Figura 23. Áreas de afectación Early Pool Fire en Tanque 01-FTK-002 de Gasolina Fuga de 8 in ........................................ 31

Figura 24. Áreas de afectación Late Pool Fire en Tanque 01-FTK-001 de Gasolina Fuga de 8 in ......................................... 32

Figura 25. Áreas de afectación Late Pool Fire en Tanque 01-FTK-002 de Gasolina Fuga de 8 in ......................................... 33

Figura 26. Áreas de afectación Jet Fire en Tanque 01-FTK-001 de Gasolina Fuga de 8 in .................................................... 34

4

Figura 27. Áreas de afectación Jet Fire en Tanque 01-FTK-002 de Gasolina Fuga de 8 in .................................................... 35

Figura 28. Áreas de afectación Early Pool Fire en Tanque 02-TK-001 de Keroseno Fuga de 8 in ......................................... 36

Figura 29. Áreas de afectación Early Pool Fire en Tanque 02-TK-002 de Keroseno Fuga de 8 in ......................................... 37

Figura 30. Áreas de afectación Late Pool Fire en Tanque 02-TK-001 de Keroseno Fuga de 8 in .......................................... 38

Figura 31. Áreas de afectación Late Pool Fire en Tanque 02-TK-002 de Keroseno Fuga de 8 in .......................................... 39

Figura 32. Áreas de afectación Jet Fire en Tanque 02-TK-001 de Keroseno Fuga de 8 in .................................................... 40

Figura 33. Áreas de afectación Jet Fire en Tanque 02-TK-002 de Keroseno Fuga de 8 in .................................................... 41

Figura 34. Áreas de afectación Jet Fire en Tanque 03-PTK-001 de LGP Fuga de 4 in ........................................................... 42

Figura 35. Figura 34. Áreas de afectación Jet Fire en Tanque 03-PTK-002 de LGP Fuga de 4 in .......................................... 43

Indice del Anexo 5. Cálculos Análisis de Consecuencias de acuerdo a Norma API 581

Cálculos API 1. Análisis de consecuencias para Tanque de Techo Fijo para Almacenamiento de Gasolina Parte I ............. 14

Cálculos API 2. Análisis de consecuencias para Tanque de Techo Fijo para Almacenamiento de Gasolina Parte II. ........... 15

Cálculos API 3. Análisis de consecuencias para Tanque de Techo Fijo para Almacenamiento de Gasolina Parte III ........... 16

Cálculos API 4. Análisis de consecuencias para Tanque de Techo Flotante para Almacenamiento de Keroseno Parte I .... 17

Cálculos API 5. Análisis de consecuencias para Tanque de Techo Flotante para Almacenamiento de Keroseno Parte II ... 18

Cálculos API 6. Análisis de consecuencias para Tanque de Techo Flotante para Almacenamiento de Keroseno Parte III .. 19

Cálculos API 7. Análisis de consecuencias para Tanque Presurizado para Almacenamiento de LGP Parte I ....................... 20

Cálculos API 8. Análisis de consecuencias para Tanque Presurizado de Almacenamiento de LGP Parte II ......................... 21

Cálculos API 9. Análisis de consecuencias para Tanque Presurizado de Almacenamiento de LGP Parte III ........................ 22

5

Anexo 1. Árbol de Fallas para Incendio y Explosión en un Tanque de Almacenamiento de Hidrocarburos

Figura 1. Árbol de Fallas Incendio y Explosión Tanque de Almacenamiento de Hidrocarburos - Parte 1 [14]

Tabla 1. Lista de Eventos en el Árbol de Fallas [14]

Símbolo Significado

T Incendio y explosión de combustible

M1 Fuente de ignición

M2 Mezcla de combustible líquido-vapor que alcanza límite de flamabilidad

M3 Fuente de ignición espontánea

M4 Llama viva

M5 Chispa por electricidad estática

M6 Acumulación electricidad estática

M7 Incendio por tormenta eléctrica

M8 Chispa eléctrica

M9 Chispa por fricción

M10 Fuga de combustible

M11 Derrame de combustible

M12 Mala operación

X1 No se alcanza la temperatura de almacenamiento apropiada

X2 Se alcanza la concentración de ignición espontánea

X3 Gas de cola y chispas de vehículos automotores

X4 Trabajo no permitido en áreas de riesgo

X5 Fricción del combustible con el aire

X6 Combustible impactando objetos de metal

X7 Velocidad de rebosamiento de combustible

X8 Operación incorrecta

X9 Mala instalación de polo a tierra

X10 Rayo

X11 Falla en el pararrayos

X12 Explosión equipo eléctrico

X13 Dispositivo a prueba de explosiones dañado

X14 Golpe a artículos de ferretería

X15 Factores humanos

X16 Conexión de tuberías flexible rota

X17 Sellamiento defectuoso

X18 Problemas de corrosión serios

X19 Fractura en el tanque de almacenamiento

X20 Agujero para medidas abierto

X21 Válvula de respiración abierta con fallas

X22 Sobrellenado

X23 Falla en la apertura de válvula

X24 Techo de tanque desatendido

X25 Mezcla de combustible líquido vapor alcanzando límite de explosión

Figura 2. Árbol de Fallas Incendio y Explosión Tanque de Almacenamiento de Hidrocarburos - Parte 2 [14]

6

Anexo 1 Continuación

Tabla 2. Conjunto Mínimo de Caminos que Conducen al Evento Principal

Caminos Conjunto de Eventos

C1 {X1, X3, X5, X6, X7, X8, X10, X11, X12, X13, X14, X15}

C2 {X1, X3, X4, X9, X10, X11, X12, X13, X14, X15}

C3 {X2, X3, X3, X5, X6, X7, X8, X10, X11, X12, X13, X14, X15}

C4 {X2, X3, X4, X9, X10, X11, X12, X13, X14, X15}

C5 {X16, X17, X18, X19, X20, X21, X22, X23}

C6 {X16, X17, X18, X19, X20, X21, X24}

C7 {X25}

7

Anexo 2. Propiedades de los Fluidos Norma API 581

Tabla 3. Lista de fluidos representativos disponible para el Nivel 1 del Análisis de Consecuencias

8

Anexo 2 Continuación. Propiedades de los Fluidos Norma API 581

Tabla 4. Propiedades de los Fluidos Representativos Usados en el Nivel 1 del Análisis de Consecuencias API 581

9

Anexo 2 Continuación. Propiedades de los Fluidos Norma API 581

Tabla 5. Constantes para la ecuación del cálculo de consecuencias de daños por componentes inflamables.

10

Anexo 3. Elementos de detección y aislamiento API 581

Tabla 6. Ajustes a las liberaciones Basadas en Sistemas de Detección y Aislamiento.

Tabla 7. Duraciones de fuga basadas en sistemas de detección y aislamiento.

11

Anexo 4. Arboles de Eventos

Figura 3. Árbol de consecuencias Gasolina AINL Continuo

Figura 4. Árbol de consecuencias Gasolina AINL Instantáneo

12

Figura 5. Árbol de consecuencias Keroseno AINL Continuo

Figura 6. Árbol de consecuencias Keroseno AINL Instantáneo

13

Figura 7. Árbol de consecuencias LGP AINL Continuo

Figura 8. Árbol de consecuencias LGP AINL Instantáneo

Probabilidades LGP AINL

0.1

14

Anexo 5. Cálculos análisis de consecuencias de acuerdo a norma API 581

Cálculos API 1. Análisis de consecuencias para Tanque de Techo Fijo para Almacenamiento de Gasolina Parte

I

Representación Tipo Fluido NBP (°F) Densidad (lb/ft3) AIT(°F) Fase Almacenamiento Fase Fuga

Gasolina C6-C8 Tipo 0 210 42,702 433 Líquido Líquido

Datos del Tanque Valores Unidades

Altura 36 ft

Diámetro 33 ft

Hidrocarburo Gasolina

Volumen Hidrocarburo 210000 gal 28074,87 ft3

Masa 1198852,94 lb

# Perforación Tamaño Diámetro (in) Área (ft2) gff Σgff

1 Pequeño 0,25 3,41E-04 7,00E-05 7,00E-05

2 Mediano 1 5,45E-03 2,50E-05 9,50E-05

3 Grande 4 8,72E-02 5,00E-06 1,00E-04

4 Ruptura 6 1,96E-01 1,00E-07 1,00E-04

Datos Requeridos ECUACIONES

Área Transversal Tanque (ft2) 854,87

Altura de hidrocarburo hLT (ft) 32,84

C0 0,61

gc (ft*lbf/lbm*s2) 32,17

Pg 0

g (ft/s2) 32,17

Altura de Liberación (ft) # Perforación t (s) Qm (lb/s)

1 5787157,33 4,02E-01

2 361697,33 6,43

3 22606,08 102,84

4 10047,15 231,38

1 4208793,50 0,29

2 263049,59 4,67

3 16440,60 74,79

4 7306,93 168,27

1 1728731,30 0,12

2 108045,71 1,92

3 6752,86 30,72

4 3001,27 69,12

De acuerdo a los lineamientos del Análisis de Consecuencias de la norma API 581 para tanques

de almacenamiento el total del material disponible para ser liberado constituye el volumen total

del equipo mas el volumen de las tuberías inmediatas conectadas a este. Para el caso de este

tanque de almacenamiento el total de material disponible sera 212000 galones de gasolina liviana,

es decir 1320000 lbs.

1

16

30

4.Cantidad de Fluido Disponible para ser Liberado

Análisis de Consecuencias API 581

1. Propiedades de los Fluidos

Tanque Atmosférico Techo Fijo

2. Selección de Tamaño de Fuga

3. Cálculo Rata de Liberación

15

Cálculos API 2. Análisis de consecuencias para Tanque de Techo Fijo para Almacenamiento de Gasolina Parte II.

16

Cálculos API 3. Análisis de consecuencias para Tanque de Techo Fijo para Almacenamiento de Gasolina Parte III

17

Cálculos API 4. Análisis de consecuencias para Tanque de Techo Flotante para Almacenamiento de Keroseno Parte I

18

Cálculos API 5. Análisis de consecuencias para Tanque de Techo Flotante para Almacenamiento de Keroseno Parte II

19

Cálculos API 6. Análisis de consecuencias para Tanque de Techo Flotante para Almacenamiento de Keroseno Parte III

20

Cálculos API 7. Análisis de consecuencias para Tanque Presurizado para Almacenamiento de LGP Parte I

Representación Tipo Fluido NBP (°F) Densidad (lb/ft3) AIT(°F) Fase Almacenamiento Fase Fuga

LGP C3-C4 Tipo 0 -6,3 33,61 696 Líquido Gas

Datos del Tanque Valores Unidades

Longitud 134 ft

Diámetro 11 ft

Hidrocarburo LGP

Volumen Hidrocarburo 90000 gal 12032,09 ft3

Masa 404398,3957 lb

# Perforación Tamaño Diámetro (in) Área (ft2) gff Σgff

1 Pequeño 0,25 3,41E-04 7,00E-05 7,00E-05

2 Mediano 1 5,45E-03 2,50E-05 9,50E-05

3 Grande 4 8,72E-02 5,00E-06 1,00E-04

4 Ruptura 6 1,96E-01 1,00E-07 1,00E-04

3. Cálculo Rata de Liberación

0

Área Transversal Tanque (ft2) 94,99 0

C0 1 ECUACIONES

ϒ 1,13

gc (ft*lbf/lbm*s2) 32,17

Pg 150

P0 164,7

T0 542

g (ft/s2) 32,17

Altura de Liberación (ft) # Perforación t (s) Qm (lb/s)

1 3659,16 110,52

2 228,70 1768,27

3 14,29 28292,28

4 6,35 63657,63

# Perforación Pchoked/Pg Pchoked Régimen Qm (lb/s)

1 0,58 95,27 SÓNICO 1,58E-03

2 0,58 95,27 SÓNICO 2,52E-02

3 0,58 95,27 SÓNICO 4,04E-01

4 0,58 95,27 SÓNICO 9,08E-01

1

10 ft

Análisis de Consecuencias API 581

1. Propiedades de los Fluidos

Tanque Presurizado

2, Selección de Tamaño de Fuga

21

Cálculos API 8. Análisis de consecuencias para Tanque Presurizado de Almacenamiento de LGP Parte II

22

Cálculos API 9. Análisis de consecuencias para Tanque Presurizado de Almacenamiento de LGP Parte III

23

Anexo 6. Gráficas de la simulación del análisis de consecuencias en Phast 6.6

Figura 9. Figura 9. Radiación vs. Distancia Tanque de Propano Leaks (0,25, 1, 4 y 8 in) a 3ft

Figura 10. Intensidad de Radiación Tanque de LGP Leak 4 in a 3 ft

24

Figura 11. Radiación vs. Distancia Tanque de Gasolina Leaks (0,25, 1, 4)

ft

Figura 12. Radiación vs Distancia Tanque de Gasolina Ruptura 8 in

25

Figura 13. Intensidad de Radiación Tanque de Gasolina Ruptura 8 in a 1 ft

Figura 14. Radiación vs. Distancia para Pool Fire Tanque de Gasolina (0,25, 1, 4, 8 in) a 1ft

26

Figura 15. Intensidad de Radiación para Pool Fire en Tanque de Gasolina Ruptura 8 in a 1 ft

Figura 16. Radiación vs Distancia Tanque de Keroseno Leaks 0,25, 1, 4 in a 1 ft

27

Figura 17. Radiación vs Distancia Tanque de Keroseno Ruptura 8 in a 1

ft

Figura 18. Intensidad de Radiación Tanque de Keroseno Ruptura 8 in a 1 ft

28

Figura 19. Radiación vs Distancia para Pool Fire Tanque de Keroseno Leaks 0,25, 1, 4, 8 in a 1ft

Figura 20. Intensidad de Radiación para Pool Fire Tanque de Keroseno Ruptura 8 in a 1 ft

29

Anexo 7. Gráficas Layout del Parque de almacenamiento y áreas de consecuencias en AutoCad

Figura 21. Layout Parque de Almacenamiento de Hidrocarburos

30

Figura 22. Áreas de afectación Early Pool Fire en Tanque 01-FTK-001 de Gasolina Fuga de 8 in

31

Figura 23. Áreas de afectación Early Pool Fire en Tanque 01-FTK-002 de Gasolina Fuga de 8 in

32

Figura 24. Áreas de afectación Late Pool Fire en Tanque 01-FTK-001 de Gasolina Fuga de 8 in

33

Figura 25. Áreas de afectación Late Pool Fire en Tanque 01-FTK-002 de Gasolina Fuga de 8 in

34

Figura 26. Áreas de afectación Jet Fire en Tanque 01-FTK-001 de Gasolina Fuga de 8 in

35

Figura 27. Áreas de afectación Jet Fire en Tanque 01-FTK-002 de Gasolina Fuga de 8 in

36

Figura 28. Áreas de afectación Early Pool Fire en Tanque 02-TK-001 de Keroseno Fuga de 8 in

37

Figura 29. Áreas de afectación Early Pool Fire en Tanque 02-TK-002 de Keroseno Fuga de 8 in

38

Figura 30. Áreas de afectación Late Pool Fire en Tanque 02-TK-001 de Keroseno Fuga de 8 in

39

Figura 31. Áreas de afectación Late Pool Fire en Tanque 02-TK-002 de Keroseno Fuga de 8 in

40

Figura 32. Áreas de afectación Jet Fire en Tanque 02-TK-001 de Keroseno Fuga de 8 in

41

Figura 33. Áreas de afectación Jet Fire en Tanque 02-TK-002 de Keroseno Fuga de 8 in

42

Figura 34. Áreas de afectación Jet Fire en Tanque 03-PTK-001 de LGP Fuga de 4 in

43

Figura 35. Áreas de afectación Jet Fire en Tanque 03-PTK-002 de LGP Fuga de 4 in

44

Anexo 8

Matriz de Riesgo

Clase 5

Clase 4

Clase 3

Clase 2

Clase 1

Rango 1

Rango 2

Rango 3

Rango 4

Rango 5

Rango 6

Rango 7

Nivel 3: Situación no deseada, no puede ser tolerada

Nivel 2: Situación que puede ser manejada (ALARP)

Nivel 1: Situación Aceptable

Figura 1. Matriz de Riesgo BS EN 1473-2007 [5]

Tabla 8. Rango de Frecuencias [5]

Rango Frecuencia

1 >0.1 yr-1

2 0.01 yr-1<f<0.1 yr-1

3 1E-3 yr-1<f<0.01 yr-1

4 1E-4 yr-1<f<1E-3yr-1

5 1E-5 yr-1<f<1E-4yr-1

6 1E-6 yr-1<f<1E-5yr-1

7 <1E-6 yr-1

Tabla 9. Clases de Consecuencias [5]

1 2 3 4 5

Fatalidades (No.)

>10 1-10 0 0 0

Accidente con pérdida de tiempo (no. Lesionados)

>100 1-100 2-10 1 0

Cantidad de hidrocarburo liberado (ton)

>100 10.01-100

1.01-10

0.01-1

<0.1

45

Anexo 9. Cálculos de los Requerimientos de Agua y Espuma

Tabla 10. Consumo Caso Crítico 1. Incendio en Tanque de Almacenamiento de Gasolina 01-FTK-001

Unidad Protección Área a

proteger (ft2)

Tasa de Aplicación (gpm/ft2)

Caudal (gpm)

Tiempo de Aplicación

(min)

Caudal de agua (gpm)

Volumen de Agua

(gal)

Caudal (gpm)

Volumen de concentrado de

espuma (gal)

01-FTK-001 Boquillas de agua

3730,32 0,25 932,58 55 932,58 51291,9 - -

01-FTK-001 Monitor de

Espuma 9145,135 0,1 914,513 55 887,07 48789,29 27,43 1508,94


3730,32 0,25 932,58 55 932,58 51291,9 - -

02-TK-001 Boquillas de agua

3419,46 0,25 854,86 55 854,86 47017,57 - -


3419,46 0,25 854,86 55 854,86 47017,57 - -

Tabla 11. Consumo Caso Crítico 2. Incendio en Tanque de Almacenamiento de Gasolina 01-FTK-002


proteger (ft2)


Caudal (gpm)


(min)

Caudal de agua (gpm)

Volumen de Agua

(gal)

Caudal (gpm)

Volumen de concentrado de

espuma (gal)


3730,32 0,25 932,58 55 932,58 51291,9 - -

01-FTK-002 Monitor de

Espuma 9145,135 0,1 914,51 55 887,07 48789,29 27,43 1508,94


3730,32 0,25 932,58 55 932,58 51291,9 - -


3419,46 0,25 854,86 55 854,86 47017,57 - -


3419,46 0,25 854,86 55 854,86 47017,57 - -

46

Tabla 12. Consumo Caso Crítico 3. Incendio en Tanque de Almacenamiento de Keroseno 02-TK-001


proteger (ft2)


Caudal (gpm)


(min)

Caudal de agua

(gpm)

Volumen de Agua

(gal)

Caudal (gpm)

Volumen de concentrado de espuma

(gal)

02-TK-001 Boquillas de

agua 3419,46 0,25 854,87 55 854,87 47017,58 - -

02-TK-001 Monitor de

Espuma 9145,135 0,1 914,51 55 887,08 48789,30 27,44 1508,95


agua 3419,46 0,25 854,87 55 854,87 47017,58 - -

01-FTK-001 Boquillas de

agua 3730,32 0,25 932,58 55 932,58 51291,9 - -


agua 3730,32 0,25 932,58 55 932,58 51291,9 - -

03-PTK-001 Boquillas de

agua 7460,64 0,25 1865,16 55 1865,16 102583,8 - -

47

Tabla 13. Consumo Caso Crítico 4. Incendio en Tanque de Almacenamiento de Keroseno 02-TK-002


proteger (ft2)


Caudal (gpm)


(min)

Caudal de agua

(gpm)

Volumen de Agua

(gal)

Caudal (gpm)


(gal)


agua 3419,46 0,25 854,87 55 854,87 47017,58 - -

02-TK-002 Monitor de

Espuma 9145,135 0,1 914,51 55 887,08 48789,30 27,44 1508,95


agua 3419,46 0,25 854,87 55 854,87 47017,58 - -


agua 3730,32 0,25 932,58 55 932,58 51291,9 - -


agua 3730,32 0,25 932,58 55 932,58 51291,9 - -

03-PTK-001 Boquillas de

agua 7460,64 0,25 1865,16 55 1865,16 102583,8 - -

48

Tabla 14. Consumo Caso Crítico 5. Incendio en Tanque de Almacenamiento de Gas Licuado de Petróleo 03-TK-001


proteger (ft2)


Caudal (gpm)


(min)

Caudal de agua

(gpm)

Volumen de Agua

(gal)

Caudal (gpm)


(gal)

03-PTK-001 Boquillas de agua

7460,64 0,25 1865,16 55 1865,16 102583,80 - -


7460,64 0,25 1865,16 55 1865,16 102583,80


3419,46 0,25 854,87 55 854,87 47017,58 - -


3419,46 0,25 854,87 55 854,87 47017,58 - -


3730,32 0,25 932,58 55 932,58 51291,90 - -


3730,32 0,25 932,58 55 932,58 51291,90 - -

49

Tabla 15. Consumo Caso Crítico 6. Incendio en Tanque de Almacenamiento de Gas Licuado de Petróleo 03-TK-002


proteger (ft2)


Caudal (gpm)


(min)

Caudal de agua

(gpm)

Volumen de Agua

(gal)

Caudal (gpm)


(gal)


7460,64 0,25 1865,16 55 1865,16 102583,80 - -


7460,64 0,25 1865,16 55 1865,16 102583,80


3419,46 0,25 854,87 55 854,87 47017,58 - -


3419,46 0,25 854,87 55 854,87 47017,58 - -


3730,32 0,25 932,58 55 932,58 51291,90 - -


3730,32 0,25 932,58 55 932,58 51291,90 - -

50

Tabla 16. Consumos totales de Espuma y Agua por Escenario y Zonas

Volumen Agua (gal)

Volumen Espuma (gal)

Volumen Agua (gal)

Volumen Espuma (gal)

Escenario 1 245408,23 1508,94 Zona 1

490816,46

3017,88 Escenario 2 245408,23 1508,94

Escenario 3 347992,06 1508,94 Zona 2

695984,12

3017,88 Escenario 4 347992,06 1508,94

Escenario 5 401786,56 0 Zona 3

803573,12

0 Escenario 6 401786,56 0

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